2014-02-09
24864
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Все залежи УВ обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.
Различают два вида давления в земной коре – горное и гидростатическое.
Горное давление – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.
Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).
Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами.
Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.
Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.
Аналогичный процесс – поступление в скважину нефти.
Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: Рпл = h×r×g,
де h – высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; r – плотность жидкости в скважине, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.
При практических расчетах формулу используют в следующем виде: Рпл = h×r/с,
где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.
Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины.
Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.
Высоту столба жидкости h в формуле обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора – такой столб жидкости h1 называют пьезометрической высотой.
Пьезометрическим напором называют столб жидкости высотой h2 = h1 + z, где z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью.
Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Рпл.а).
Давление, соответствующее пьезометрическому напору, – приведенным пластовым давлением (Рпл.пр).
(Т. Е. Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость.)
Зная расстояние z и плотность жидкости в скважине r, всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):
Рпл.пр = Рпл.а + z ×r/с = (h1 + z) ×r/с.
В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скв. Н1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h1, плотность воды rв (она обычно больше 1(см таб.) вследствие того, что пластовые воды минерализованы):
Рпл1 = [(H1-h1)/102] rв
В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (скв2):
Рпл2 = H2rв /102.
Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (скв 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление pу на их устьях:
Рпл3 = [(H3 rв/102)]+pу.
| rв = 1 г/см3 | rпл.вода ≈ 1,05 г/см3 |
| rглин. ра-ра ≈ 1,12 г/см3 | rвозд. ≈ 0,12 г/см3 |
| rгаза ≈ 0,06 г/см3 | rн ≈ 0,86 г/см3 |
| rбензин ≈ 0,72 г/см3 |
Пример
Распределение пластовых давлений в скважинах, встречающих продуктивный пласт на различных гипсометрических отметках.
Антиклинальная складка, залежь нефти с газовой шапкой. Продуктивный пласт выходит на дневную поверхность на отметке +300 м. предположим, что плотность пластовой воды rв = 1,02 г/см3, плотность нефти rн ≈ 0,8 г/см3 иплотность газа к воздуху rгаза ≈ 0,7 г/см3.
Определим величины пластовых давлений в пяти пробуренных скважинах.
Скв. 1 вскрыла краевую воду на глубине 2150 м. Статический уровень находится на 200 м. ниже устья. Пластовое давление на забое (т. В) составит:
Статический столб в скважине 1950 м.
Скв. 2 пробурена на крыле складки и вскрывает залежь нефти на глубине 2050 м. Альтитуда скважины равна 650 м. Пластовое давление на забое (т. С) будет меньше, чем в точке В, на величину противодавления, оказываемого столбом жидкости, равным разности абсолютных отметок глубин залегания точек В и С, т.е.
Тогда давление в точке С будет
Р2 = 19,5 – 2,5 = 17,0 МПа
Статический столб нефти в скв. 2 должен уравновешивать вычисленное значение давления на забое, т.е. он должен быть равен:
Однако глубина скважины оказывается меньше вычисленного значения статического столба и, следовательно, скважина будет фонтанировать.
При вскрытии скважины давление на ее устье будет
Скв. 3 вскрыла газовую шапку на абсолютной отметке -600 м. Давление в точке D, соответствующей забою этой скважины, определяется путем вычитания из пластового давления в точке С противодавления столба нефти, равного 300 м., и противодавления столба газа, равного 500 м.
Столб нефти оказывает противодавление
Плотность газа по отношению к воде при давлении, равном давлению на газонефтяном контакте
17.0 – 2,4 = 14,6 МПа, и коэффициент сжимаемости
Z = 0.78 составит
Тогда противодавление столба газа будет равно
Отсюда давление в точке D составит:
Р3 = 17-2,4-0,5 = 14,1 МПа
Если бы весь пласт был заполнен водой, то давление в точке D составляло бы
Таким образом, давление в наиболее приподнятой части газовой шапки превышает гидростатическое на 14,1-9,0 = 5,1 МПа и градиент давления для глубины 900 м. будет равен 
Скв. 4, вскрывшая пласт на контакте газ-нефть, имеет забойное давление, как мы уже высчитали, 14,9 МПа. Высота статического столба нефти
Так как глубина скважины равна 1300 м., то скважина будет фонтанировать нефтью. При закрытии скважины давление на ее устье будет
В скв. 5 забой находится на отметке -1650 м., так же как и в скв. 1. следовательно, и давление на ее забое будет равно 19,5 МПа. Статический уровень должен установиться на высоте 1950 м. от забоя.
В связи с тем, что глубина скв. 5 составляет 1800 м., скважина будет переливать (фонтанировать) воду. При ее закрытии давление на устье составит
Таким образом, при данном гидростатическом напоре в различных точках продуктивного пласта устанавливаются различные пластовые давления.
-------------------------------------------------
Пример 2
На рисунке приведена схема инфильтрационной водонапорной системы с приуроченной к ней газонефтяной залежью.
 Рис. 48. Схема распределения пластового давления рпл и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи: 1 – вода; 2 – нефть; 3 –газ; поверхности: 4 – пьезометрическая, 5–земная; ру — давление на устье скважины |
Область питания водонапорной системы расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе газонефтяной залежи 400 м, отметки ВНК – 700 м, ГНК – 400 м, кровли пласта в своде залежи – 300 м.
Проследим распределение начальных значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе залежи.
Примем, что плотность пластовых вод, нефти и газа (в г/см3) соответственно равна: рв = 1,0, рн = 0,85, рг = 0,1 г/см3.
В водяной скв. 1 пьезометрическая высота hв = 600 м. Соответственно рпл1 = hв рв /102 = (600*1,0)/102 = 5,88 МПа.
В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте hв = 900 м рпл4 = 900*1,0/102 = 8,82 МПа; рпл1 < рпл4 на 2,94 МПа, т.е. на величину, соответствующую разнице в глубинах залегания пласта в рассмотренных скважинах.
В нефтяной скв. 2 при той же абсолютной отметке залегания пласта, что и в скв. 1, пластовое давление тоже меньше, чем в скв. 4, но на иную величину, поскольку столб жидкости, соответствующий разнице их глубин, состоит на 100 м из воды и на 200 м из нефти. Определяя пластовое давление в скв. 2, исходя из величины рпл4, получим рпл2 = 8,82 – (100*1,0 + 200*0,85)/102 = 6,17 МПа, что на 0,29 МПа больше, чем в водяной скв. 1. Пьезометрическая высота в нефтяной скв. 2 составляет: h2 = 6,17 – 102/0,85 = 740 м, что на 140 м больше, чем в водяной скв. 1 при той же абсолютной отметке пласта. При значительной абсолютной отметке устья скв. 2 пьезометрический уровень в ней находится на отметке 240 м.
Нефтяная скв. 2а с той же абсолютной отметкой пласта, что и скв. 2, но с меньшей отметкой устья (100 м) при таком же пластовом давлении будет фонтанировать, поскольку пьезометрическая высота на 140 м выше устья скважины. Давление на ее устье при герметизации ру2а = 140*0,85/102 = 1,17 МПа.
Пластовое давление в газовой скв. 3 можно определить, исходя из рпл2:рпл3 = 6,17 – (100*0,85 + 100*0,1)/102 = 5,24 МПа. В скв. 3 в условиях насыщенности пласта водой пьезометрическая высота составила бы 400 м, а пластовое давление 3,92 МПа, т.е. пластовое давление газонасыщенной части пласта в своде структуры в рассматриваемом случае на 1,32 МПа больше, чем оно могло бы быть при заполнении резервуара водой.
Таким образом, уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта.
Особенно большое превышение значений фактических пьезометрических высот h и значений начального пластового давления рпл нач над гидростатическими hг и рг имеется в сводовых частях газовых залежей с большой высотой.
Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при рв = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением ризб.
------------------------------------
· В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают значения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов.
· Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК.
· Уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта
· Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при Рв = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Ризб.
Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим величину изменения pпл на 1 м глубины скважины: grad p = pпл/Н.
Из рисунка видно, что на величину grad p в различных скважинах влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad p меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad p больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью.
Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более.
Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.
-------------------------------
Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод.
В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента:
· область питания – зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее движение воды;
· область стока – основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;
· область разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка подземных вод.
Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные (рис.). Залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.
-------------------------
Инфильтрационная система:
· является "открытой", т.е. сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания;
· область питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки;
 Классификация геогидродинамических систем |
· природный резервуар пополняется атмосферными и поверхностными водами.
· движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального погружения пластов.
· пьезометрическая поверхность системы (с плотностью пресной воды -1 г/см3) представляется в виде наклонной плоскости, соединяющей области питания и разгрузки.
· в инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов.
· инфильтрационные водонапорные системы наиболее характерны для древних платформ.
· Значение начального пластового давление ниже значений геостатического, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.
------------------------------------------
В зависимостиот степени соответствияначального пластового давленияглубинезалеганияпластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:
Ø залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;
Ø залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.
В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным
Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается, соответственно, различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление.
Начальное пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа.
Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.
В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.
За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади водоносной части инфильтрационных систем, значение вертикального градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008 – 0,013 МПа/м и в среднем составляет около 0,01 МПа/м. Редкие исключения могут быть обусловлены весьма резким различием абсолютных отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности.
В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов-коллекторов. Его значения всегда намного ниже значений геостатического давления, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.
В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные пределы 0,008 – 0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.
О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.
Залежи с начальным пластовым давлением,
